Задача №1 Вариант 60
Произвести расчет фонтанного подъемника по конечным и начальным условиям эксплуатирования для эксплуатационной колонны D = 0.15 м. Требуется определить оптимальный диаметр фонтанного подъемника и выбрать необходимую марку стали труб.
Исходные данные:

H₁ = 1900 м - глубина верхних отверстий фильтра,

H₂ = 1800 м - глубина нижних отверстий фильтра,

Q_н = 260 т/сут - начальный дебит скважины,

Q_к = 75 т/сут - конечный дебит скважины,

P_1н = 15 МПа - начальное забойное давление,

P_1к = 12 МПа - конечное забойное давление,

P_2н = 4.2 МПа - начальное давление на устье,

P_2к = 0.5 МПа - конечное давление на устье,

_н = 850 кг/м³ - плотность нефти.

Решение.

1. 
   Определяем глубину спуска НКТ – L, колонна НКТ спускается до середины отверстий фильтра с целью улучшения выноса воды и песка с забоя и улучшения режима работы скважины:
   

L=H₂ + ( )

L = 1800 + ( ) = 1850 м.

2. Находим оптимальный диаметр подъемника по конечным условиям фонтанирования скважины:

d = 188* *

где Q_к = 75 т/сут = 88.2 м³/сут – объем конечного дебита в сутки при плотности 850 кг/м³.

d = 188* * = 51.49 мм

По полученному значению, выбираем ближайший меньший внутренний стандартный диаметр труб НКТ – 50.3 мм (d_у = 60 мм)

Таблица 1



3. Проверяем данный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность:

Q_max =

Q_max = = 29.59 т/сут < 260 т/сут производим перерасчет диаметра подъемника по начальным условиям фонтанирования из расчета его работы на максимальном режиме по формуле:

---

d = 188* *

где Q_к = 260 т/сут = 305.9 м³/сут – объем начального дебита нефти в сутки при плотности 850 кг/м³.

d = 188* * = 188* 0.013 *20.737 = 50.6 мм

Из таблицы выбираем ближайший больший внутренний стандартный диаметр НКТ – d_вн = 62 мм (d_у = 73 мм).

4. Определяем необходимую марку труб данного диаметра. Расчет начинаем с марки “Д”. Допустимая длина подвески для гладких труб определяется по формуле:

= / (K* *g)

где = 294 кН – страгивающая нагрузка для труб марки “Д” (см. табл.2),

Таблица 2



K=1.5 – коэффициент запаса прочности,

q_тр = 9.2 кг - вес 1 метра трубы,

g = 9.81 м/с – ускорение свободного падения.

Следовательно:

= / (1.5* 9.81) = 2171 м > L = 1850 м - данная марка стали нас устраивает.
Задача №2 Вариант 64
Рассчитать компрессорный подъемник (определить его диаметр, длину и потребный расход газа) для скважины, работающей с ограниченным расходом жидкости.
Исходные данные:

H = 1650 м - глубина скважины,

P_пл = 10.5 МПа - пластовое давление,

K = 66 т*сут/ МПа - коэффициент продуктивности,

_н = 825 кг/м³ - плотность нефти,

_с = 775 кг/м³ –средняя плотность смеси нефти и газа между забоем и башмаком труб,

G = 75 м³/т – газовый фактор скважины,

P_у = 0.4 МПа – абсолютное давление на устье.

---

Решение

1. 
   Определяем допускаемый отбор нефти:
   

Q_доп = K*∆P

где ∆P = 1.4 МПа - максимально допустимая депрессия,

Q_доп = 66*1.4 = 92.4 т/сут

2. 
   Определяем забойное давление при данном дебите:
   

P_заб = P_пл - ∆P

P_заб = 10.5 – 1.4 = 9.1 МПа

3. 
   Определяем давление у башмака подъемных труб, принимаем потери напора при движении газа от компрессорной станции до башмака труб равным 0.5 МПа:
   

P_баш = P_р – 0.5

где P_р = 3.0 МПа – располагаемое рабочее давление,

P_баш =3.0 – 0.5 = 2.5 МПа

4. 
   Определяем длину подъемника по формуле:
   

L=H + ( )

L= 1650 + ( ) = 781.9 м

5. 
   Находим диаметр подъемника при работе на режиме Q_доп:
   

d = 188* *

d = 188* * = 188*0.55 *0.49 = 50.6 мм

По полученному значению, выбираем ближайший меньший внутренний стандартный диаметр труб НКТ – 50.3 мм (d_у = 60 мм).

6. 
   Определяем оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) по формуле:
   

R_пол =

где X = = - относительное погружение подъемных труб.

X = = 0.33

Следовательно:

R_пол = = 109.1 м³/т

7. 
   Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа составит:
   

R_нагн = R_пол – (G – α* )

где α = 4 МПа^-1 – коэффициент растворимости газа в нефти,

R_нагн = 109.1– (75 – 4* ) = 38.3 м³/т

8. 
   Определяем суточный расход газа по формуле:
   

R_сут

---

= R_нагн*Q_доп

R_сут = 38.3*92.4 = 3538.92 м³/сут

Задача №3 Вариант 76
Выберете оборудование и установите параметры работы скважины оборудованной ШСНУ.

Исходные данные:

K = 9.5 т*сут/ МПа - коэффициент продуктивности,

H = 1350 м – расстояние от устья до верхних отверстий фильтра,

n_в = 55 % - обводненность продукции,

_н = 835 кг/м³ - плотность нефти,

_в = 1100 кг/м³ - плотность пластовой воды,

P_пл = 11.5 МПа - пластовое давление,

P_заб = 9 МПа – забойное давление,

Решение

9. 
   Определяем планируемый отбор жидкости:
   

Q₁ = K*(

Q₁ = 9.5*( = 23.75 т³/сут

10. 
    Определяем плотность смеси:
    

ρ_см = ρ_в*n_в + ρ_н*n_н

где n_н = 1 - n_в = 1 - 0.55 = 0.45 – доля нефти в продукции скважины,

ρ_см = 1100*0.55+835*0.45 = 980.75 кг/м³

11. 
    Определяем глубину спуска насоса по формуле:
    

L = H -

где = 2 – 3 МПа - оптимальное давление на приеме насоса,

L = 1350 - = 674.4 м

12. 
    Определяем объемную производительность установки:
    

Q =

Q = = 24.21 м³/сут

13. 
    По диаграмме Адонина выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса в зависимости от планируемого дебита и глубины спуска насоса. Выбираем насос диаметром d_у = 32 мм и станок качалку 2 СК-2-1.8-700.
    

Таблица 1

---

Проводим расшифровку СК:

2 – серия,

2 т – грузоподъёмность,

1.8 м – максимальная длина хода штока,

700 – наибольший крутящий момент на валу редуктора.

14. 
    Проводим выбор насоса по таблице в зависимости от глубины спуска и планируемого дебита и колонну НКТ по таблице 2: НСН2 и НКТ d_у = 48 мм.
    

Таблица 2

15. 
    Произведем выбор штанг по таблице 3 в зависимости от диаметра насоса (32 мм) и глубины спуска (674.4 м) по таблице 3:
    

Таблица 3


Выбираем одноступенчатую колонну штанг диаметром d_у = 16 мм.

15 Технологическая схема без компрессорного газлифта.
При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа боль­шого давления, поступающего из газовых месторождений. Примене­ние бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого дав­ления на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидко­сти газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жид­кости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же время схема бескомпрессорного газлифта позволяет без больших ка­питаловложений и без сложных компрессоров и компрессорных стан­ций поднимать из скважин жидкость наиболее простым методом. Поэтому этот метод на некоторых нефтяных месторождениях нашел применение.

На рис. 1 показана технологическая схема бескомпрессорного газлифта, применяемая в объединении Краснодарнефтегаз.


Рисунок 1 - Бескомпрессорная газлифтная установка
Газ из скважин 1 под большим давлением (15...20 МПа) поступа­ет на пункт очистки (осушки 2), где он проходит через гидроциклон­ные сепараторы и конденсатосборники. После пункта очистки газ поступает в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80...90 °С, а затем в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транс­портировании и редуцировании газа. От батареи газ направляется через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважи­ны 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы пер­вой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляют в емкость 9.

---

Смотрите также файлы

• Правовое регулирование занятости и трудоустройства.docx

• Общие сведения о чрезвычайных ситуациях (ЧС).docx

• Информатика 7А Кнтізбеліктаырыпты жоспар.docx

• К сожалению, источники не сохранили многого о жизни и работах Андрея Рублева.docx

• Методическая разработка для организации обучения на дому ребенкаинвалида с использованием дот.pptx